Regelenergie mit Batteriespeichern

Was ist Regelenergie?

Regelenergie (auch Regelleistung oder Regelreserve) ist die Leistung, mit der die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW die Netzfrequenz bei 50 Hertz halten. Weicht Erzeugung von Verbrauch ab, etwa weil eine Wolkenfront die Solareinspeisung schneller senkt als prognostiziert, sinkt die Frequenz. Regelreserve gleicht die Abweichung innerhalb von Sekunden bis Minuten aus, bis die Bilanzkreisverantwortlichen ihre Positionen am Intraday-Markt korrigiert haben. Die Kosten werden über die Ausgleichsenergie den Verursachern in Rechnung gestellt.

Batteriespeicher sind technisch das ideale Regelenergie-Asset: Sie reagieren innerhalb von Millisekunden, regeln in beide Richtungen und haben keine Mindestlast. Seit 2023 stellen sie den Großteil der präqualifizierten Primärregelleistung.

Die drei Produkte

Der Abruf von aFRR und mFRR läuft über die europäischen Plattformen PICASSO und MARI, die die Gebote aller teilnehmenden Netzbetreiber nach Arbeitspreis sortieren. Ein deutscher Speicher kann deshalb von einem österreichischen oder niederländischen Ungleichgewicht abgerufen werden. Die FCR wird im gemeinsamen Markt der zentraleuropäischen ÜNB beschafft, in dem Deutschland der größte Einzelbedarf ist.

Seit Januar 2026 kommt ein viertes Produkt hinzu: die marktgestützte Beschaffung von Momentanreserve, die bislang unentgeltlich aus den rotierenden Massen der Kraftwerke kam. Batteriespeicher mit netzbildenden Wechselrichtern können sie bereitstellen.

Präqualifikation

Wer Regelleistung anbieten will, durchläuft die Präqualifikation beim Übertragungsnetzbetreiber seiner Regelzone. Geprüft werden Messung, Kommunikation zur Leitstelle, Regelgenauigkeit und das Zeitverhalten der Anlage. Für Batteriespeicher kommen Anforderungen an den Energieinhalt hinzu: Der Speicher muss die präqualifizierte Leistung in beide Richtungen über einen vorgegebenen Mindestzeitraum liefern können und seinen Ladezustand so führen, dass er nach einem Abruf wieder im zulässigen Band liegt. Der dafür nötige Energiehandel am Spotmarkt gehört zum Betriebskonzept.

Die präqualifizierte Leistung wird im PQ-Portal der vier ÜNB geführt und halbjährlich veröffentlicht. Die Entwicklung bei Batteriespeichern:

Von den insgesamt 5,13 GW präqualifizierter FCR in Deutschland entfallen 26 Prozent auf Batterien, 57 Prozent auf Wasserkraft und Pumpspeicher. Bei der aFRR mit 24,9 GW Gesamtpräqualifikation ist der Batterieanteil mit 5 Prozent noch klein, wächst aber am schnellsten. Eine Anlage kann für mehrere Produkte präqualifiziert sein, die Leistung aber je Block nur einmal vermarkten.

Vermarktung über Aggregatoren

Das Mindestgebot von 1 MW und der Aufwand der Präqualifikation führen dazu, dass kleinere Speicher nicht selbst am Markt auftreten. Sie werden von Aggregatoren in einem Pool gebündelt, der als virtuelles Kraftwerk präqualifiziert wird. Der Aggregator übernimmt Gebotsabgabe, Fahrplanführung, Nachweis und Abrechnung mit dem ÜNB und behält dafür einen Anteil der Erlöse. Für Großbatteriespeicher ab einigen Megawatt ist die Direktvermarktung über einen spezialisierten Dienstleister üblich, der den Speicher gleichzeitig in Regelleistung, Day-Ahead und Intraday optimiert.

Heimspeicher können über Pooling ebenfalls teilnehmen, sofern sie steuerbar und messbar sind. Der Erlös je Anlage bleibt gering, weil die Leistung eines 10-kWh-Speichers im Vergleich zum Mindestgebot verschwindend ist.

Erlösentwicklung

Die Regelleistungsmärkte waren bis etwa 2022 die wichtigste Erlösquelle für Batteriespeicher. Seitdem drückt das wachsende Angebot die Preise, besonders bei der FCR, deren Bedarf konstant bleibt, während die präqualifizierte Batterieleistung sich seit 2023 mehr als verdoppelt hat. Branchenauswertungen auf Basis der Auktionsergebnisse von regelleistung.net zeigen für die Summe der FCR-Leistungspreise einen Rückgang von rund 200.000 EUR je MW im Jahr 2022 auf rund 133.000 EUR je MW im Jahr 2025, bei unterstelltem Zuschlag in jedem Block.

Eine Simulation für einen Speicher mit 10 MW und 20 MWh zeigt für September 2026 die aktuelle Relation der Märkte:

Die Erlöse aus positiver aFRR lagen im September 2026 unter dem Vorjahresmonat, als Folge des Wettbewerbs durch neue Speicher. Der Spotmarkt profitiert dagegen vom Ausbau der Photovoltaik, der die Preisdifferenz zwischen Mittag und Abend vergrößert; der Day-Ahead-Spread erreichte im September 2026 mit rund 220 EUR/MWh den höchsten Wert seit 2022.

Bedeutung für den Großspeicher-Boom

Die Regelenergie hat den Markt für Großbatteriespeicher in Deutschland eröffnet: Die ersten kommerziellen Anlagen ab 2015 finanzierten sich fast vollständig über FCR. Heute reicht ein einzelner Markt nicht mehr aus. Projekte werden mit Revenue Stacking kalkuliert, also der parallelen Vermarktung in FCR, aFRR, Day-Ahead und Intraday, wobei der Optimierer je 4-Stunden-Block entscheidet, welcher Markt den höchsten Deckungsbeitrag verspricht. Die Regelleistung ist dabei vom Hauptgeschäft zur Absicherung geworden: planbare Leistungspreise in Zeiten ohne Spotmarkt-Volatilität.

Für das Stromsystem ist die Entwicklung ein Gewinn. Die Frequenzhaltung, die früher Kohle- und Gaskraftwerke in Teillast erforderte, übernehmen Speicher ohne Brennstoffverbrauch, und die Kosten der Regelreserve sinken trotz steigender Anforderungen durch den wachsenden Anteil wetterabhängiger Erzeugung. Nach unserer Auswertung des Marktstammdatenregisters gingen zwischen November 2025 und Oktober 2026 bundesweit 286 Speicher ab 1 MWh mit zusammen 4,7 GWh in Betrieb, dreimal so viel wie im Vorjahreszeitraum.